Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

 

 

Примечания: 1. + - Промыслово-геофизические исследования проводятся в интервалах бурения, указанных в таблице.

2. Å - Промыслово-геофизические исследования проводятся в одной из скважин куста.

3. Система доставки приборов в горизонтальном участке ствола "Горизонталь".

4. Комплекс составлен на основании "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" (г.Москва, 1999г.) и "Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" (г.Москва, 2001 г.).

 

2.8 Работы по испытанию в обсаженном стволе и освоение скважины

 

Таблица 2.13 Испытание продуктивных горизонтов

 

Примечание: *Нефть закачивается в зафильтровое пространство перед спуском колонны-хвостовика.

 

3. Технологическая часть

 

3.1 проектирование конструкции скважины

 

Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений. Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

 

 

где: Р_у - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см²; Р_пл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см²; ℓ_кр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну по данному проекту будут вскрыты нефтяные пласты ЮК₁, ЮК_2-9, ЮК₁₀, ЮК₁₁ и пилотным стволом будет вскрыт пласт К.В. Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта К.В. (худшие условия): ℓкр_.=2750 м, Рпл._к.в.=275 кгс/см², g_н=0,781 гс/см³, К_а=1,0.

 

Ру = 275 - 0,1 х 0,781 х 2750 » 60 кгс/см².

 

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

 

 

Глубина спуска кондуктора в проекте принята 700 м в соответствии с п. 21 "Задания на проектирование".

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:

- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:

 

Р_г-ва⁷⁰⁰ = 0,19 х 700 = 133 кгс/см²;

 

- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:

 

Рв⁷⁰⁰= 275-0,1х0,781х(2750-700) » 115 кгс/см².

 

Запас прочности пород на гидроразрыв:

 

 

Таблица 3.1 Конструкция скважины

 

Примечание:

Шифры обсадных труб:

ОТТМА - трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения А.

БТС – отечественные обсадные трубы с резьбой "Батресс" по ТУ 39.0147016.40-93 Выксунского завода или других заводов изготовителей.

ФС – фильтр скважинный конструкции НПО "Буровая техника" ВНИИБТ, изготовление завода АОО "Тяжпрессмаш" г. Рязань.

Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн.

По данному проекту предусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии с заданием на проектирование, строительство скважин намечается производить со средним смещением на точку входа в пласт К.В. - 1000 м и длиной горизонтального участка 500 м.

 

Профиль ствола скважины

 

При этом для профиля учтено требование "Задания на проектирование" в том, чтобы на первом участке набора угла интенсивность искривления была i₁=1,5^о на 10 м, на втором участке набора угла i₂=1,74^о на 10 м, на участке стабилизации после набора кривизны при бурении под эксплуатационную колонну (в интервале установки насосов) зенитный угол не превышал 40^о.

Проектный тип профиля включает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличения зенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок.

На первом интервале увеличения с интенсивностью 1,5⁰ на 10м на глубине 232 м – по вертикали (234 м – по стволу) набирается зенитный угол 20,15 град., радиус искривления при этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчивается на глубине 2604м – по вертикали (2761м – по стволу). Второй участок увеличения угла 2604-2820м – по вертикали (2761-3163м – по стволу) бурится с интенсивностью 1,74⁰ на 10 м, радиус искривления при этом составляет 329 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 90⁰. Затем под этим углом бурится горизонтальный участок длиной 500 м.

При обеспечении данного типа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта К.В. составит 1000м, общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 719 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1703 м.

С целью успешной проводки горизонтального ствола в первой скважине куста предусматривается бурение наклонного пилот-ствола со вскрытием продуктивного пласта К.В. для уточнения геологических данных (глубины залегания, мощности пласта, продуктивности и т.д. по данным ГИС (комплекс ГИС приведен в табл. 2.12 данного проекта).

После проведения ГИС пилотный ствол ликвидируется в соответствии с инструкцией [114] и производится забурка основного ствола скважины.

Результаты расчета проектного профиля и пилотного ствола приведены в таблице 3.2 и рис. 3.1.

При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины, профиль скважины и пилота рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) по исходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профиль основного и пилотного ствола согласован с технологической службой Заказчика.

Управление искривлением при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну и контроль за траекторией ствола скважины проводится с помощью телеметрической системы СИБ-1.

При бурении под хвостовик контроль за траекторией ствола скважины осуществляется с помощью телеизмерительной системы MWD-350 фирмы "Sperry-Sun".

Контроль за траекторией скважины при бурении пилотного ствола производится с помощью телеметрической системы СИБ-1.

Возможно применение других типов телесистем по согласованию Заказчика и Подрядчика.

Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю и пилотному стволу приведены в таблице 8.2.

 

Таблица 3.2 Параметры профиля ствола горизонтальной скважины на Талинской площади Красноленинского месторождения

 

Примечания: 1.Начало интервала набора зенитного угла, глубина окончания интервала стабилизации и другие параметры кри-визны для каждой скважины, бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответствии с требованиями РД 39-0148070-6.027-86 "Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири" и изменения №1 утвержденного 11.01.1990г., с учетом конкретных геолого-технических условий бурения.

2.Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необходимо производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", Москва, 1997 г. (АООТ "ВНИИТнефть").

 

3.2 Способы, режимы бурения, шаблонировки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

 

 

Примечание: Проработки ствола скважины перед спуском всех колонн производятся только при наличии осложнений (затяжки и посадки бурильного инструмента или каротажных приборов, наличии уступов и т.п.). При отсутствии осложнении производится шаблонировка ствола скважины и промывка на забое с доведением параметров бурового раствора до проектных.

 

3.3 Буровые растворы

нефтяной скважина бурение колонна

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствора должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (6-8 см³ за 30 минут).

При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который с помощью системы очистки доводится до плотности 1,10 г/см³ и обрабатывается химическими реагентами для достижения параметров раствора, указанных в регламенте.

Для обработки раствора используются акриловые полимеры сайпан и сайдрил (или дк-дрилл). Для этого в глиномешалке на 4 м³ технической воды затворяется 20 кг сайпана и 4 кг дк-дрилла (сайдрила). В приемные емкости буровых насосов одновременно подается глинистая суспензия и водный раствор полимеров. В дальнейшем раствор полимеров готовится из расчета 15 кг сайпана и 3 кг дк-дрилла (сайдрила) на 4 м³ технической воды.

Разбуривание пилотного участка ствола скважины производится на растворе с параметрами и расходами хим.реагентов аналогичными последнему интервалу бурения под эксплуатационную колонну.

Для бурения под колонну-хвостовик в соответствии с заданием (приложение 1) предусмотрено использование биополимерного раствора Flo-Pro - безглинистого раствора на водной основе, который разработан для вскрытия продуктивных пластов наклонными и горизонтальными скважинами.

Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения (все глубины указаны по вертикали)

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствии п.2.7.3.2-2.7.3.7 ПБ НиГП [4].

Интервалы бурения под направление (0-60 м), кондуктор (60-700 м) и эксплуатационную колонну (700-2750 м) и колонну-хвостовик (2750-2820 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности К_а= 1,00).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см³. При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см³. Интервал 700-1200 м разбуривается на растворе r=1,10 г/см³.

Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но не превышать 25-30 кгс/см².

Пластовое давление в интервалах 1200-2620 и 2750-2820м нормальное (К_а=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см³ в этих интервалах. В интервале 2620-2750м К_а=0,9, следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,01 г/см³ в интервале 2620-2750 м.

С учетом опыта прохождения бурением Фроловской свиты (интервал 1790-2390 м) плотность бурового раствора принята 1,14-1,16 г/см³.

Бурение под колонну-хвостовик (интервал 2750-2820 м) осуществляется на растворе плотностью 1,05 г/см³.

При бурении, из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены интервалы: 700-1000м; 1000-1750м; 1750-2600м, 2600-2750м и 2750-2820 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а также требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 ПБ НиГП [4].

Репрессия на стенки скважины ограничивается п. 2.7.3.3.

3.4 Выбор бурильного инструмента

 

Расчет бурильных колонн по интервалам бурения производится в соответствии с "Инструкцией по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин", М., 1997г., ниже именуемой "Инструкцией".

Расчет бурильной колонны для бурения под каждую обсадную колонну производится в зависимости от принятой конструкции и профиля скважины и проектной технологии поинтервального углубления, в том числе:

состава и веса компоновок низа бурильной колонны (КНБК);

осевых нагрузок на долото;

плотностей и расходов бурового раствора по интервалам бурения.

При этом для расчетов выбираются наихудшие условия работы принятого типоразмера бурильной колонны на момент окончания бурения под обсадную колонну, то есть при максимальной длине бурильной колонны и режима бурения. Затем производится проверка прочности выбранных секций бурильной колонны для наклонно направленных скважин при бурении вышележащих интервалов по профилю и технологической необходимости использования других КНБК и режимов бурения. При этом длина секции бурильных труб снизу из менее прочной стали не меняется, а проверяется прочность сечения ее "головы" и прочность сечения "низа" верхней секции из более прочной стали при перемещении их общего сечения в наиболее опасное верхнее сечение профиля (обычно в сечении начала набора зенитного угла). При необходимости (недостаточной прочности) длина нижней секции уменьшается, а длина более прочных труб увеличивается.

В соответствии с "Инструкцией" производится расчет колонны бурильных труб (КБТ):

на статическую прочность (турбинный и роторный способы бурения);

на выносливость (роторный способ бурения).

Для расчетов бурильной колонны на прочность выделяются опасные сечения (по длине ствола) для наклонно направленных скважин в соответствии с проектным профилем (см. табл. 6.2; рис. 6.1):

- сечение над УБТ;

- сечения начала участков набора зенитного угла;

- сечения начала участков стабилизации;

- устье скважины;

а также:

- сечения перехода бурильных труб по типоразмеру.

для горизонтальных скважин дополнительно:

- сечение начала горизонтального участка.

Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну

1. Способ бурения – с использованием объемного двигателя с регулируемым углом при возможном провороте ротором при осложнениях при бурении на 2^ом участке набора зенитного угла и при бурении пилотного ствола;

- для расчетов принимаем роторный способ бурения.

2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла и с одним участком стабилизации – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.

3. Интервал 0-700м – по вертикали (732м –по стволу) закреплен кондуктором Æ 245мм.

4. Диаметр долота Дд = 215,9 мм.

5. Диаметр УБТ = 178 мм – 25 м.

6. Бурильная колонна набирается из стальных бурильных труб ПК-127´9,19 стали "Д" – 700м и легкосплавных бурильных труб ЛБТ 147х11 мм, сплав Д-16-Т.

Приведенный вес 1п.м. труб ПК-127´9,19 стали "Д" g = 31,22 кг, Fт = 34,05 см², Fк = 92,63 см², J = 594,2 см⁴, Wи = 93,49 см³, Æ замка = 162,0 мм.

Приведенный вес 1п.м. труб ЛБТ 147х11 м, сплав Д-16-Т g = 16,5 кг, Fт = 47,0 см², Fк = 122,72 см², J = 1094 см⁴, Wи = 148,8 см³, Æ замка = 172,0 мм.

7. Удельный вес бурового раствора g_ж = 1,16 г/см³.

8. Потери давления в долоте и забойном двигателе – 136 кгс/см².

9. Породы средней твердости.

10. Бурение предусматривается на 2-ом участке набора зенитного угла и на участке пилотного ствола с использованием КНБК № 10,13 (табл.3.15).

11. Общий вес КНБК – Qо = 5719 кгс.

Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под хвостовик

Исходные данные для расчета:

1. Способ бурения – с использованием объемного двигателя с отклонителем и проворотом ротора;

- для расчетов принимаем роторный способ бурения.

2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла, с одним участком стабилизации и с горизонтальным участком – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.

3. Интервал 0-2750м – по вертикали (2944м – по стволу) закреплен эксплуатационной колонной Æ 168мм.

4. Диаметр долота Дд = 144,0 мм.

5. Диаметр УБТ (диамагнитные) Дубт = 120мм.

6. Бурильная колонна набирается из стальных бесшовных бурильных труб с наружной высадкой и приварными замками ПН 89´9,35 стали "Л" по ГОСТ Р 50278-92.

Приведенный вес 1п.м. ПН 89х9,35"Л" g=21,73кг, Fт=23,48см², Fк=38,60см², J=188,1см⁴, Wи = 42,31см³, Æ замка = 127мм.

7. Частота вращения колонны n = 80 об/мин.

8. Удельный вес бурового раствора g_ж = 1,05 г/см³.

9. Потери давления в долоте и забойном двигателе – 93 кгс/см².

10. Породы средней твердости.

11. Бурение под хвостовик предусматривает использование КНБК № 16 (табл. 3.15).

12. Общий вес КНБК № 16 – Qо = 1068 кгс.

 

Таблица 3.4 Конструкция бурильных колонн

 

Примечания к таблице 3.4: 1. Расчет бурильных колонн при бурении под эксплуатационную колонну (в том числе пилотный ствол) и при бурении под хвостовик произведен согласно "Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин", Москва, 1997г., с учетом возможного проворота колонны ротором.

2. Нормативные (минимально допустимые) запасы прочности для бурильной колонны:

Коэффициент запаса на пластическую прочность:

- турбинное бурение- 1,40;

- роторное бурение- 1,50.

Коэффициент запаса по усталости:

- роторное бурение- 1,50.

3. Шифры труб:

УБТ- труба бурильная утяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;

ДУБТ - труба бурильная диамагнитная утяжеленная из комплекта "Sperry-Sun";

ЛБТ - алюминиевая бурильная труба по ГОСТ 23786-79 (сплав Д-16-Т);

ПК - труба бурильная стальная бесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р 50278-92;

ТВКП-140 - труба ведущая квадратного сечения (140х140мм) с коническим пояском по ТУ 14-3-755-78, ТУ 39-01-04-392-78.

ПН – труба бурильная стальная бесшовная с наружной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р 50278-92;

ВБТ-89К– ведущая бурильная труба квадратного сечения (89х89 мм) по 6328.000-00.00.00.ТУ.

 

Таблица 3.5Kомпоновки низа бурильных колонн (КНБК)

 

 

 

Примечания: 1 При строительстве скважин допускается применение других забойных двигателей, долот и элементов КНБК с учетом технологического опыта бурения наклонно-направленных горизонтальных скважин на месторождениях Среднего Приобья, в соответствии с технологическими регламентами [27] и при выполнении п. 2.2.9 ПБ в НГП [4].

2. Контроль за проводкой ствола скважины в интервале 100-732 м (по стволу) при бурении под кондуктор и в интервале 762-2944м (по стволу) при бурении под эксплуатационную колонну, в интервале 2944-3102 м (по стволу) при бурении пилотного ствола осуществляется с использованием отечественной телеметрической системы СИБ-1.

Контроль за проводкой ствола скважины при бурении под хвостовик осуществляется с использованием телеметрической системы MWD-350 "Sperry-Sun". Для контроля за траекторией ствола скважины при бурении эксплуатационную колонну (в том числе при бурении пилотного ствола) и колонну-хвостовик допускается применение других телесистем при согласовании с Заказчиком.

3. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины, компоновкой последнего долбления, в том числе интервалы набора зенитного угла при бурении и перед спуском колонн прорабатываются компоновокй для набора зенитного угла. При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины. После проработки или шаблонировки производится промывка ствола скважины на забое, до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных (п. 2.7.7.9 "ПБ в НГП" [4]).

4. При замене компоновок (КНБК) или замене опорноцентрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует усилить внимание при СПО бурильной колонны:

4.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.

4.2. Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения их зацепления.

5. При турбинном бурении под эксплуатационную колонну на 2^ом участке набора зенитного угла (в том числе при бурении пилотного ствола) и при бурении под колонну-хвостовик допускается при необходимости производить проворот колонны бурильных труб ротором с частотой вращения не более 80 об/мин.

6. Для возможности очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 "Барс" НПП "СибБурМаш" г.Тюмень.

 

3.5 Выбор типов долот, режимов бурения

 

Бурение под направление диаметром 324мм в интервале 0-60м – по вертикали и по стволу производится роторным способом при частоте вращения ротора 60-80 об/мин шарошечным долотом III 393,7 М-ЦГВ (КНБК № 1 - табл. 3.15). Осевая нагрузка создается весом инструмента, расход бурового раствора 28,4 л/с.

Бурение под кондуктор диаметром 245мм глубиной спуска по вертикали 700м (732 м - по длине ствола) производится следующим образом:

Углубление вертикального участка 100м производится турбинным способом: шарошечное долото III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201, турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (1 секция) (КНБК № 2 - табл. 3.15).

Набор зенитного угла в интервале 100-232м - по вертикали (100-234м - по стволу) предусматривается производить долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III295,3МСЗ-ГВУ-R201, турбинный отклонитель ТО2-240 (угол перекоса 2 град.) (КНБК № 3 - табл. 3.15).

Углубление на участке стабилизации в интервале 232-700м - по вертикали (234-732м - по стволу) предусматривается производить турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (2 секции) с долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201 (КНБК № 4 - таблица 3.15).Осевая нагрузка при бурении под кондуктор 5-7 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.

При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнего долбления (шаблонируется при отсутствии осложнений), в том числе интервал набора зенитного угла при бурении и перед спуском кондуктора шаблонируется (прорабатывается) компоновкой для набора зенитного угла (КНБК № 3 - табл. 3.15) с долотом III 295,3 М-ГВ, других интервалов (КНБК № 5 -табл. 3.15). Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168мм с глубиной спуска по вертикали 2750м (2944м - по длине ствола) предусматривается производить по интервалам бурения:

- до глубины 1790м - по вертикали (1893м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 М3-ГВ-R155, турбобуром 3ТСШI-195 (3 секции) (КНБК № 6,7- табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-14 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

- интервал 1790-2380м - по вертикали (1893-2522м - по стволу) – Фроловская свита шарошечным долотом III 215,9 М-ГАУ-R54М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК № 8 - табл. 3.15

Осевая нагрузка 14-17 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;

- интервал 2380-2604м - по вертикали (2522-2761м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК № 9 - табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-19 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;

- интервал 2604-2750м - по вертикали (2761-2944м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК № 10 - табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

Пилотный ствол:

- интервал 2750-2850 м – по вертикали (2944-3102 м – по стволу) шарошечное долото III 215,9 М-ГАУ-R02М, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК №13 - табл.3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

Перед спуском эксплуатационной колонны производится шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 14 - таблица 3.15, при осложнениях ствол скважины прорабатывается. Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

При бурении пилотного ствола на первой скважине куста предусматривается производить отбор керна из интервала 2750-2780 м – по вертикали (2944-2998 м – по стволу), бурильной головкой К212,7/100ТКЗ, снаряд для изолированного отбора керна КИМ-195/100, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК №11 - табл3.15). Осевая нагрузка 4-8 т, расход бурового раствора 24,8 л/с.

После отбора керна производится расширка ствола скважины (КНБК №12 - табл. 3.15), при осевой нагрузке 3-5т и расходе бурового раствора 35,4 л/с.

Бурение под хвостовик диаметром 114мм с глубиной спуска 2820 м – по вертикали (3663м – по стволу) предусматривается производить:

Набор зенитного угла и горизонтальный участок:

- интервал 2750-2820 м – по вертикали (2944-3663 м – по стволу) шарошечным долотом III 144,0 СЗ-ГАУ-R203М с винтовым забойным двигателем с регулируемым углом ДРУ-127РС с проворотом бурильной колонны ротором при осложнениях в процессе бурения (КНБК № 16 - табл.3.15). Осевая нагрузка 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.

Перед спуском хвостовика производиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 16 - таблица 8.2, при осложнениях производится проработка. Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.

Режимы бурения основного и пилотного ствола, компоновка низа бурильной колонны, потребное количество долот и элементов КНБК, конструкция бурильной колонны и гидравлическая программа промывки скважины при бурении основного и пилотного ствола приведены в таблицах 3.8, 3.15, 3.11, 3.12..

Контроль режимно-технологических параметров бурения производится станцией параметров бурения типа ГТК и комплексом КУБ.

Момент подъема долота определяется:

- технико-технологической необходимостью;

- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

- сработкой опоры долота, сопровождающейся увеличением реактивного момента и давления на выкиде насосов, фиксируемые станцией контроля;

- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.

Величина расхода бурового раствора определена исходя из условия:

- получения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве не менее минимально необходимой величины;

- создания необходимой и достаточной величины вращающегося момента (М_вр) на валу гидравлического забойного двигателя;

- получения величины удельного расхода бурового раствора на единицу площади забоя не менее рекомендуемых "Правилами безопасности" [4] значений;

- пропускной способности телеизмерительных систем.

Величина осевой нагрузки на долото определяется:

- технико-технологическими условиями углубления;

- получения максимальной механической и рейсовой скоростей проходки.

Указанная в таблице 3.8. осевая нагрузка (G_q) является ориентировочной, которая уточняется в процессе углубления ствола скважины. Поиск оптимальной величины G_q производится в первые 2/3 предполагаемой часовой стойкости долота и получения максимальной мгновенной механической скорости углубления.

 

3.6 Ликвидация пилотного ствола скважины

 

Настоящий подраздел разработан в соответствии с требованиями "Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин…" [114], "Правил безопасности …" [4], а также нормативно-инструктивной документации по видам работ и эксплуатации оборудования и инструмента. Все работы по каждой скважине проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ, разработанных в установленном порядке в соответствии с фактическими геологическими условиями, профилем и состоянием ствола скважины.

Ликвидация пилотного ствола производится следующим образом:

- в скважину спускается колонна бурильных труб (из комплекта на бурение пилотного ствола) с открытым концом до забоя пилотного ствола;

- производится промывка ствола скважины до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 "Правил …" [4]);

- производится установка цементного моста в интервале 2750-2850м – по вертикали (2944-3102м – по стволу) продавкой через бурильные трубы цементного раствора из цемента ПЦТ I-100 или ПЦТ I-G-CC-2 ГОСТ 1581-96 при водоцементном отношении 0,5 и 0,44 соответственно (расчетный уровень подъема цементного раствора на 50м выше точки зарезки основного ствола). Установку цементного моста произвести в несколько приемов по 50м с отмывкой и выдержкой срока ОЗЦ для каждого приема.

Буферная жидкость (техническая вода) – 3 м³.

Продавочная жидкость – буровой раствор с закачкой первой пачкой технической воды – 2 м³. Общий объем продавочной жидкости – до уровня выравнивания столбов цементного раствора в бурильных трубах и затрубье;

- сразу после продавки цементного раствора колонна бурильных труб приподнимается до уровня на 20м выше точки зарезки основного ствола или не менее чем на 50м выше башмака кондуктора и производится отмывка бурильного инструмента буровым раствором и промывка до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 "Правил …" [4]);

- после промывки бурильный инструмент приподнимается в обсаженный ствол до уровня не менее чем на 50м выше башмака предыдущей колонны, скважина доливается и устье герметизируется (затрубье - превентором, трубы - обратный клапаном);

- выдерживается срок ОЗЦ цементного моста 48 часов;

- по окончании срока ОЗЦ производится спуск бурильного инструмента с открытым концом для нащупывания моста и при необходимости спуск бурильного инструмента с КНБК для подбуривания моста до точки зарезки основного ствола и цементный мост испытывается разгрузкой (до 10 т);

- производится бурение основного ствола скважины.

 

3.7 Крепление скважины

 

Подготовка к спуску и спуск обсадных колонн

 

Таблица 3.6 Технологическая оснастка обсадных колонн

 

Таблица 3.7 Испытание обсадных колонн на герметичность

 

Примечания: 1. При опрессовке кондуктора буровым раствором приустьевая его часть и оборудование устья, в том числе ПВО и его манифольда до концевой задвижки заполняется технической водой.

1. Испытание эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня жидкости производится для добывающих скважин по согласованию с Заказчиком.

2. Колонна считается герметичной, если повышение уровня за 8 часов наблюдения не превысит 2^х метров.

Цементирование обсадных колонн

Направление (диаметр – 324 мм, глубина спуска 60 м – по вертикали и по стволу, цементируется до устья).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 "Инструкции …" [36].

Низ колонны оборудуется башмаком типа БК.

Центраторы типа ЦЦ-1 устанавливаются на нижней и второй сверху трубах.

Цемент марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) затворяется на 8% водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение - 0,45-0,50. Возможно использование цементов марок ПЦТН-50, либо "Аркцемент".

Объем буферной жидкости (вода) – 3 м³.

В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор либо техническая вода.

Кондуктор (диаметр - 245 мм, проектная глубина спуска 700 м – по вертикали (732м – по стволу), цементируется до устья).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Перед спуском кондуктора скважины шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 5 (см. табл. 3.15), а при необходимости прорабатывается. Промывка на забое – до выравнивания свойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 "ПБ в НГП"). При этом параметры бурового раствора доводятся до проектных.

Низ кондуктора оборудуется башмаком типа БК.

Обратный клапан - типа ЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-4 устанавливаются на двух нижних и второй сверху трубах. Непосредственно в интервале башмака направления, устанавливается устройство УЭЦС.

Допускается использование технологической оснастки зарубежных фирм, при наличии разрешения органов Ростехнадзора.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 "Инструкции …" [36].

Скорость спуска кондуктора - не более 1,0м/c.

Продолжительность промывки на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных (п.2.7.7.9 "Правил…"[4]).

Объем буферной жидкости (вода) - 8 м³.

В интервале 700-550 м – по вертикали (732-572 м – по стволу), размещается цементный раствор ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) при водоцементном отношении – 0,45-0,50. Последние 3 т цемента затворяются на 8% водном растворе хлористого кальция. Возможно вместо этого использовать цементы марок ПЦТН-50 и "Аркцемент".

В интервале 550-0м – по вертикали (572 м - по стволу). Размещается облегченный раствор из цемента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение – 0,55-0,60. Допускается приготовление облегченного тампонажного раствора в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96.

Продавочная жидкость – буровой раствор, либо техническая вода.

Эксплуатационная колонна (диаметр – 168 мм, глубина спуска - 2750м - по вертикали (2944м – по стволу), цементируется до уровня 550м – по вертикали (572м – по стволу).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа БТС либо "Батресс".

Перед спуском колонны скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 14 (см. табл. 3.15), а при необходимости прорабатывается. Продолжительность промывки на забое – до выравнивания свойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 "ПБ в НГП"). Параметры бурового раствора при промывках доводятся до проектных.

Низ колонны оборудуется башмаком типа БК.

Обратный клапан - типа ЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются через 10м в интервале нефтеносных горизонтов. При этом, как минимум два центратора должны быть ниже подошвы каждого продуктивного пласта и два выше кровли.

В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливаются через 10м два центратора типа ЦЦ-2.

Турбулизаторы устанавливаются через 5-6м в интервалах всех продуктивных пластов, включая участки минимум на 10м ниже подошвы и выше кровли об